Размещено на http://www.allbest.ru/

ВВЕДЕНИЕ

Трубопроводный транспорт нефти является наиболее прогрессивным видом транспорта. Он надёжен, характеризуется меньшим экологическим воздействием на окружающую среду, независим от климатических условий, в большинстве случаев экономичен и обеспечивает высокую ритмичность поставок нефтепродуктов потребителям.

Через трубопроводы РУП «Гомельтранснефть Дружба» проходит до 50-ти процентов российского экспорта нефти. Прокачивая в год более 70-ти миллионов тонн нефти. Решается вопрос о задействовании участка Броды - Одесса в реверсивном направлении. Одновременно есть просьбы польских и немецких партнеров увеличить производительность нашего нефтепровода еще на 5 миллионов тонн нефти в год.

Для обеспечения надежной и экологической безопасности нефтепровода РУП «Гомельтранснефть Дружба» необходима реконструкция трубопроводов и насосных станций.

Объектом исследования данной дипломной работы является реконструкция насосной станции №1 НПС « Туров ».

Система магистральных нефтепроводов «Дружба» на участке Мозырь - Адамова Застава предназначена для транспорта экспортной российской нефти через Польшу в Западную Европу.

Нефтепровод Мозырь - Адамова Застава представляет собой систему магистральных трубопроводов, состоящую из трех ниток 630, 720, 820 мм протяженностью 447 км с головной нефтеперекачивающей станцией Мозырь и промежуточными - Туров, Пинск, Кобрин, расположенными на территории Беларуси и конечным пунктом - «Адамова Застава», находящемся на территории Польши.

Насосное оборудование ЛПДС «Мозырь», НПС «Туров», НПС «Пинск» и НПС «Кобрин» в основном исчерпало амортизационный срок эксплуатации, физически и морально изношено и требует замены. В связи с увеличением объема перекачки по нефтепроводу Мозырь - Адамова Застава возникла необходимость реконструкции насосных станций с частичной замены существующего насосного оборудования на насосное оборудование большей производительности.

В настоящее время по нефтепроводам Мозырь - Кобрин осуществляется доставка потребителям около 45 млн. тонн нефти в год. Интенсивная эксплуатация нефтепроводов в последнее время привела к росту напряжённости работы, а также себестоимости перекачки в связи с ростом уровня автоматизации вновь вводимых и уже эксплуатируемых объектов, повышением стоимости оборудования и строительно-монтажных работ и частичным изменением грузопотоков (вследствие чего снизилась загрузка отдельных участков нефтепроводных систем). В этих условиях необходим обоснованный выбор технологических параметров работы нефтепровода (диаметры, рабочие давления, насосное оборудование, объёмы резервуарного парка головных и конечных пунктов и т.д.), а также снижение себестоимости перекачки.

Основной целью дипломной работы является замена морально и физически устарелого насосного оборудования.

Задачи дипломной работы:

· рассчитать максимальную пропускную способность участка Мозырь-Адамова Застава;

· рассчитать режимы работы нефтепровода.

1. «НЕФТЕПРОВОД «ДРУЖБА», УЧАСТОК МОЗЫРЬ-БРЕСТ. НПС «ТУРОВ». ПРОЕКТ РЕКОНСТРКЦИИ НАСОСНОЙ №1»

1.1 Общие сведения о системе нефтепровода

Магистральный нефтепровод "Дружба" на участке Мозырь - Брест (Адамова Застава) предназначен для транзита российской экспортной нефти в Польшу и далее в Западную Европу и представляет собой трехниточную систему трубопроводов: DN600 (Брест-I), DN800 (Брест-II) и DN700 (Брест-III, образовавшаяся в результате строительства и наращивания лупингов к нитке Брест-II) протяженностью 450 км. На участке расположены 4 перекачивающие станции - ЛПДС "Мозырь", НПС "Туров", НПС "Пинск" и НПС "Кобрин". Конечным пунктом данного участка является НПС "Адамова Застава", расположенная на территории Польши.

Принципиальная схема нефтепровода Мозырь - Адамова Застава приведена на рисунке 2.1.

Нефтепроводы вводились в эксплуатацию поэтапно с 1963 года. Нефтепровод Мозырь - Брест I диаметром 630 мм построен в 1961-1963 годах.Нефтепровод Мозырь - Брест II диаметром 820 мм построен и введен в эксплуатацию в 1972 году. Строительство нефтепровода Мозырь - Брест III диаметром 720 мм было начато в 1978 году.

Прокладка нефтепроводов - подземная.

Нефтепроводы проложены в одном техническом коридоре параллельно друг другу. Однако с 233 по 250 км нитки лежат в трех разных коридорах и два раза пересекаются. Слева по ходу движения нефти расположен трубопровод диаметром 630 мм, справа - 720 мм, посредине - 820 мм. Расстояния между осями трубопроводов в среднем составляют: между трубами с диаметрами 630 и 820 в среднем от 3 до 10 м; а между трубами с диаметрами 820 и 720 в среднем от 10 до 20 м

Между нефтепроводами в одном техническом коридорепроходякабели связи РУП «Гомельтранснефть «Дружба».

Краткая характеристика нефтепроводов Мозыр - Брест I, II, III приведена в таблице 2.1.

Таблица 1.1 Краткая характеристика линейной части магистрального нефтепровода

№ п/п	Показатели	н/п Мозырь-Брест I	н/п Мозырь-Брест II	н/п Мозырь-Брест III
1	Год ввода в эксплуатацию	0-16 км-1999 г. 16-441 км-1963 г.	0-441 км-1971 г.	0-60 км-1980 г. 60-164 км-1986 г. 164-318 км-1987 г. 318-441 км-1999 г.
2	Диаметр трубопровода, толщина стенки (мм):	630	820	720
	линейной части	630х7 630х8 630х9 630х10 630х11	820х7 820х8 820х9 820х10 820х11 820х12	720х7 720х8 720х9 720х10 720х11 720х12
	подводного перехода	630х11	820х12	720х12
3	Рабочее давление: МПа - испытательное - максимально допустимое рабочее	0,41-0,72 0,33-0,48	0,495-0,65 0,33-0,48	0,71-0,80 0,33-0,48
4	Материал трубопровода Линейной части Подводного перехода	сталь 18Г2А (Польша); сталь14ХГС (ГДР); 17Г1С; сталь 19 Г сталь 18Г2А (Польша); сталь14ХГС (ГДР); 17Г1С; сталь 19 Г	сталь 17 ГС; сталь Ч52 (Франция); сталь14ХГС (ГДР) сталь 17 ГС; сталь Ч52 (Франция); сталь14ХГС (ГДР)	17Г1С; сталь (ЧССР) 17Г1С; сталь (ЧССР)
5	Проектная пропускная способность млн. тонн в год - по проекту - фактическая	34,2 10	34,2 20,6	….. 14,4
6	Глубина залегания (от верха трубы), м	От 0 до 1,20 м В соответствии СНиП 2.05.06-85 «Магистральные трубопроводы»
7	Протяженность, км	450984	463956	444147
8	Гидравлические испытания - на прочность, кг/ см2	45,0-61,5	50,0-61,5	67,0-80,0

На каждой из НПС находятся два насосных цеха (на ЛПДС "Мозырь" - пять, два из них предназначены для перекачки нефти в направлении на Брест). В настоящее время перекачка осуществляется силами насосных второй очереди строительства (насосный цех №4 на ЛПДС "Мозырь", насосные №2 на промежуточных станциях участка), нефтепровод работает как единая гидравлическая система, состоящая из трех трубопроводов.

На рис. 2.1 и рис.2.2 представлены схема нефтепровода Мозырь-Адамова Застава и схема трасс магистральных нефтепроводов проходящих по территории Республики Беларусь.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 1.1. Принципиальная схема нефтепровода Мозырь-Адамова Застава



Рис. 1.2. Схема трасс магистральных нефтепроводов проходящих по территории Республики Беларусь

- трасса нефтепроводов; - линейные перекачивающие станции.

1.2 Насосная станция №1 НПС "Туров"

1.2.1 Общие положения

Краткая характеристика площадки

В административном отношении площадка НПС "Туров" расположена южнее д. Вересница, Туровского района в Гомельской области.

Проектируемые сооружения находятся в границах территории НПС.

Природный рельеф изменен в результате строительства НПС. Площадка подсыпана и спланирована насыпным грунтом и находится на повышенном участке относительно прилегающей территории.

Поверхность ровная (абс. отм. 126.95-127.82 м), условия поверхностного стока удовлетворительны.

В геологическом отношении площадка представлена насыпным грунтом (смесь разнозернистых песков с наличием гумуса) перекрытым слоем почвенно-растительного грунта п=0,10 м. Мощность насыпного слоя 2-3 м.Насыпной слой подстилают суглинки слабозаторфованные и пески.

Неблагоприятные геологические процессы не установлены.

Нормальная глубина сезонного промерзания грунтов составляет 115 см на 1.01.1998 г.

Максимально прогнозируемый уровень грунтовых вод следует ожидать на 1,0 м выше зафиксированного в период проведения изысканий на отм. 125.36-125.44 м.

Подъездами площадка обеспечена.

Территория площадки в настоящее время застроена и насыщена сетью коммуникаций.

Планировочные решения

Дипломным проектом предусмотрена реконструкция насосного цеха №1, камеры гашения ударной волны № 1, узла регулирования давления №1 (под навесом насосной № 1), расширение существующей площадки фильтров-грязеуловителей, которые расположены в центральной (технологической) части площадки НПС.

Так же предусмотрена реконструкция здания операторной и ЩСУ, расположенного между насосной № 1 и ЗРУ-6, и строительство дренажной емкости, расположенной на северо-запад от насосной № 1.

0рганизация рельефа

Вертикальная планировка решена локально в местах размещения проектируемых сооружений с учетом сложившейся планировки прилегающей территории.

Вертикальная планировка выполняется после срезки почвенно-растительного грунта h=0,10 м.

Растительный грунт вывозят во временный отвал с последующим использованием для укрепления откосов насыпи под дорогу, а остаток используется на рекультивацию земель.

Подъезд к дренажной емкости осуществляется путем подсыпки до проектных отметок.

Грунт для устройства подъезда привозится из карьера и послойно уплотняется.

Откосы планируются и укрепляются посевом трав по слою растительного грунта h=0,15 м из временного отвала.

Отвод дождевых и талых вод, не загрязненных нефтью и нефтепродуктами, производится открытым способом по спланированной территории в пониженные места рельефа.

1.2.2 Технологические решения

Общие положения

Цель настоящей работы состоит в разработке технических решений по реконструкции комплекса сооружений насосной №1, обеспечивающих перекачку нефти указанной насосной в объеме 16 млн.тонн нефти в год, что в итоге позволяет увеличить суммарные объемы перекачки нефти в направлении НПС "Адамова Застава" до 55 млн.тонн в год.

При этом технические решения, согласно Заданию на проектирование, разработаны из условия обеспечения независимой работы насосного цеха №1 на нефтепровод диаметром 720 мм.

В данном разделе пояснительной записки представлены технические решения по технологической части комплекса сооружений насосной №1, определены объемы реконструкции сооружений, входящих в его состав, и осуществлен выбор насосного оборудования.

Краткая характеристика действующей системы нефтепроводов "Дружба" и НПС "Туров"

Система магистральных нефтепроводов "Дружба" на участке Мозырь - Брест (Адамова Застава) предназначена для транзита российской нефти в направлении Польши (Адамова Застава) и далее - стран Западной Европы.

Магистральный нефтепровод на участке Мозырь - Адамова Застава в настоящее время представляет собой трех ниточную систему нефтепроводов диаметрами 630 мм, 720 мм и 820 мм. Общая протяженность магистрального нефтепровода составляет 447 км.

В составе магистрального нефтепровода эксплуатируются головная нефтеперекачивающая станция ЛПДС "Мозырь" и три промежуточные нефтеперекачивающие станции (НПС) - "Туров", "Пинск" и "Кобрин". Конечным пунктом данного участка нефтепровода является НПС "Адамова Застава", расположенная на территории Польши. НПС "Туров " находится на 120 км указанного нефтепровода

На НПС "Туров" в настоящий момент эксплуатируются следующие технологические сооружения:

- насосный цех №2;

- площадка фильтров-грязеуловителей №2;

- камера гашения ударной волны №2;

- узел регуляторов давления №2;

- два подземных горизонтальных резервуара вместимостью 100 м3 каждый;

- два надземных горизонтальных резервуара вместимостью 200 м3 каждый;

- площадка с высоконапорными насосами;

- узлы пропуска средств очистки и диагностики;

- технологические трубопроводы.

Схема технологических трубопроводов НПС "Туров" в настоящее время предусматривает возможность работы насосной №2 на систему из трех нефтепроводов, а также независимую работу насосного цеха №1 на нефтепровод диаметром 630мм и насосного цеха №2 на систему из двух нефтепроводов диаметрами 720 мм и 820 мм.

Сооружения комплекса насосной №1 в настоящее время законсервированы. Перекачка осуществляется комплексом сооружений насосного цеха №2.

Перечень и техническая характеристика насосного оборудования, установленного на НПС "Туров" приведена в таблице .

Насосное оборудование из состава технологических сооружений комплекса насосной №1 морально устарело и физически изношено, перечень оборудования показан в таб. 2.2.

Таблица 1.2 Техническая характеристика существующего насосного оборудованиям НПС "Туров

Наименование и техническая характеристика	Количество	Место установки
Насос центробежный магистральный NG 300/460/100, Q=1600 м3/ч, Н=247м с электродвигателем TDHP-1600-2, N=1600 кВт, п=3000 об/мин	4	Насосный цех №1
Насос центробежный магистральный НМ7000-210 с колесом диаметром 450 мм, Q=7000 м3/ч, Н=180м с электродвигателем 5АЗМВ-4000/6000, N=4000 кВт, п=3000 об/мин	4	Насосный цех №2
Насосный агрегат CE106MSIJ8/Y17L, Q=50 м3/ч, Н=350м с электродвигателем N=75 кВт	2	Площадка с высоконапор ными насосами
Насос погружной 12НА-9х4, Q=80 м3/ч, Н=43м с электродвигателем B160S4, N=15 кВт	2	Резервуары вмест. 100м3

Основные технические решения

Основные технические решения приняты в соответствии с заданными объемами перекачки и операционной деятельностью НПС "Туров", предусматривающей:

- перекачку нефти в режиме "из насоса в насос" при работе насосного цеха №1 на нефтепровод Ду700;

- перекачку нефти в режиме "из насоса в насос" при работе насосного цеха №2 на систему нефтепроводов ДубОО и Ду800;

- прием нефти в резервуары вместимостью 200м3 при срабатывании систем гашения ударной волны №1 и №2;

- откачку нефти из резервуаров вместимостью 200м3 на всасывание магистральных насосных агрегатов насосного цеха №2;

- пропуск средств очистки и диагностики по каждому из нефтепроводов отдельно;

- сбор утечек и дренаж технологического оборудования в подземные емкости.

Для оптимизации капитальных затрат технические решения приняты с учетом фактического состояния оборудования и максимального использования существующих зданий и сооружений станции.

Для обеспечения операционной деятельности комплекса сооружений насосного цеха №1 предусмотрена реконструкция (новое строительство) следующих технологических сооружений:

- насосный цех №1

- узел регулирования давления №1

- камера гашения ударной волны №1

- площадка фильтров-грязеуловителей №2

- емкость дренажная ЕП-12,5

Кроме того, в режиме эксплуатации насосного цеха №1 задействованы существующие технологические сооружения площадки:

- реконструкция;

- реконструкция;

- реконструкция насосной №1;

- реконструкция;

- новое строительство.

- резервуары вместимостью 200м3 (прием нефти от камеры гашения ударной волны №1);

- площадка с высоконапорными насосами (откачка нефти из резервуаров вместимостью 200 м3).

Гидравлические расчеты

С целью выбора основного оборудования насосного цеха №1 НПС "Туров", определения рабочих параметров работы нефтепровода по обеспечению определенного заданием объема перекачки нефти 16,0 млн.т./год (2215 м3/ч), проведены расчеты стационарного и нестационарного режимов работы нефтепровода.

Стационарный режим работы нефтепровода

Для определения количества магистральных насосов, расчетного давления на выходе НПС при стационарном режиме работы проведены гидравлические расчеты участка нефтепровода диаметром 720 мм НПС "Туров" - НПС "Пинск". По результатам расчетов построены совмещенные характеристики работы нефтепровода и магистральных насосных агрегатов.

В качестве исходных параметров нефти при выполнении расчетов приняты:

- плотность расчетная - 0,86 т/м3;

- вязкость кинематическая расчетная - 0,25x10"4 м2/с;

- вязкость кинематическая при минимальной

температуре - 0,275x10"4 м2/с;

- плотность при минимальной температуре - 0,875 т/м3,

- годовая продолжительность работы

нефтепровода - 8400 часов

- сжатый профиль трассы участка нефтепровода

Расчетный диаметр определяется по формуле Dp = Кп х Д

где: Д - номинальный внутренний диаметр, принимаемый по наименьшей толщине стенки, мм;

Кп - коэффициент, учитывающий уменьшение сечения трубопровода между моментами пропуска очистных устройств и телескопичность раскладки труб по длине нефтепровода.

Максимально допустимое давление на участке нефтепровода НПС "Туров" - НПС "Пинск" - 4,7 МПа (48 кгс/см2).

Совмещенная характеристика участка нефтепровода и насосного оборудования представлена.

Нестационарный режим работы нефтепровода

В случае остановки на НПС "Туров" насосных агрегатов по нефтепроводу в сторону ЛПДС "Мозырь" будет распространяться волна повышения давления, прохождение которой по участку нефтепровода между насосными станциями может привести к повышению давления выше уровня максимально-допустимого 4,7 МПа.

В соответствии с нормативными требованиями СНиП 2.05.06-85 и ВНТП 2-86, а также расчетами, результаты которых представлены, проектом предусматривается установка системы сглаживания волн давления (ССВД).

ССВД срабатывает при повышении давления на величину не более 0,3 МПа, проходящим со скоростью выше 0,3 МПа/с.

Выбор насосного оборудования

На основании выполненных гидравлических расчетов выбрано насосное оборудование - магистральные насосные агрегаты НМ 2500-230.

Требуемые производительность (2215 м3/ч) и напор на участке НПС "Туров" - "Пинск" обеспечиваются работой двух магистральных насосных агрегатов НМ 2500-230.

Максимальное давление на выходе НПС " Туров " - 4,7 МПа. Для работы НПС в пределах заданной производительности и максимального давления магистральный насос комплектуется рабочим колесом диаметром Дк=440 мм.

Расчет мощности электродвигателя

Потребляемая мощность на валу насосного агрегата зависит от режима перекачки и рассчитывается по формуле:

Nn = Q*H*p/367/T (1.1)

Nn = 2215*245*0,86/367/0,84=1513 кВт

где:Q - расчетная производительность насоса - 2215 м3/ч;

Н - расчетный напор - 245 м;

р - плотность нефти - 0,86 т/м3 (для наиболее холодного периода -0,875т/м3);

Т - коэффициент полезного действия насоса - 0,84.

Расчетная производительность и напор насоса приняты по совмещенной характеристике НПС и нефтепровода на участке НПС "Туров" - НПС "Пинск". Напор и соответствующий коэффициент полезного действия приняты по графической характеристике насоса.

Учитывая что насос может работать в диапазоне 2120-2360 м3/ч, расчет выполнен для режимов перекачки, соответствующих рабочим точкам для зимнего и летнего времени. Потребляемая мощность насоса составит соответственно:

Nn = 2120*250*0,875/367/0,84 = 1504 кВт

Nn = 2225*240*0,860/367/0,84=1490 кВт

Nn = 2265*235*0,860/367/0,84=1485 кВт

Nn = 2360*230*0,860/367/0,84=1514 кВт

Требуемая мощность электродвигателя к насосу N3X1 определяется с учетом коэффициента запаса К3, который учитывает возможные отклонения фактической характеристики насоса и режима его работы от расчетных параметров и коэффициента полезного действия механической передачи вращательного момента от вала электродвигателя к валу насоса. [4]

(1.2)

В соответствии с расчетами для комплектации магистрального насосного агрегата выбирается электродвигатель номинальной мощностью 2000 кВт.

Насосный цех №1. Маслосистема

Проектом предусматривается реконструкция насосного цеха, состоящая в замене существующих насосных агрегатов на магистральные насосы НМ 2500-230 УХЛ1, номинальной производительностью О=2500м3/час, напором Н=230 м с электродвигателем во взрывозащищенном исполнении 4АЗМВ-2000/6000-У2,5, мощностью N=2000 кВт, U=6000 В, п=3000 об/мин. На основании гидравлических расчетов к установке предложены три насосных агрегата (два рабочих и один резервный ).

Учитывая климатическое исполнение насосных агрегатов и требования задания на проектирование, предусматривается их установка на площадке под навесом. Для этой цели переоборудуется существующее здание насосного цеха.

В объем реконструкции также входит демонтаж всего технологического оборудования и трубопроводов насосного цеха.

Установка насосных агрегатов предусматривается на существующие фундаменты при помощи переходных рам.

Коллектор магистральных насосов диаметром 530мм прокладывается в существующем канале, оборудуется затворами обратными (условный диаметр 20", class 400 (Ду500 PN64) с концами под приварку) и засыпается сухим песком.

Обвязочные трубопроводы насосов диаметром 530мм оборудуются шиберными задвижками (20", class 400) с электроприводами типа DREHMO-Matic во взрывозащищенном исполнении (поставки фирмы EMG).

В качестве фирмы-изготовителя трубопроводной арматуры принята фирма GROVE, рекомендованная Заказчиком.

Отвод утечек от торцовых уплотнений насосов и опорожнение обвязочных трубопроводов насосов осуществляется в проектируемую дренажную емкость.

Для обеспечения требуемых условий работы насосных агрегатов оборудуются вспомогательной системой снабжения маслом.

Существующая маслосистема устарела морально и физически, в связи с этим предусматривается ее демонтаж. Предлагается установка новой

маслосистемы, которая монтируется в заглубленном приямке, организованном в пределах габаритов насосного цеха.

В качестве оборудования принята маслосистема (маслоустановка) производства "Насосэнергомаш", в комплект которой входят:

- два бака масляных емк. Зм3;

- бак масляный аварийный емк.0,8м3;

- два агрегата электронасосных Ш40-4-19.5/4Б-1 с электродвигателями во взрывозащищенном исполнении;

- три аппарата воздушного охлаждения АВМ-В-9-Ж-0.6-Б1 -8; 6-6-1,5

- два фильтра масляных.

Коллекторы подвода и отвода масла прокладываются в канале насосного цеха.

Учитывая размещение маслосистемы под навесом, для поддержания необходимой рабочей температуры масла в зимний период предусматривается оборудование маслобаков ТЭНами, маслопроводов и аварийного бака -греющими электрокабелями системы "Тепломаг" (описание системы см. раздел 9 настоящего тома).

Маслопроводы и маслобаки теплоизолируются.

Монтажно-демонтажные работы в насосном цехе производятся при помощи существующего мостового крана ручного опорного во взрывозащищенном исполнении грузоподъемностью Ют. [2]

Узел регулирования давления №1

Для поддержания давления на выходе НПС в заданных пределах предусматривается установка регуляторов давления.

Узел регулирования давления №1 организуется на площадке в пределах габаритов насосного цеха №1.

Предусматривается установка двух регулирующих заслонок и четырех отсекающих задвижек.

В качестве запорной арматуры приняты шиберные задвижки (16", class 400 Ду400, PN64) с электроприводами типа DREHMO-Matic во взрывозащищенном исполнении. Для обслуживания задвижек предусмотрены металлические площадки.

Выбор марки и поставщика регулирующих заслонок осуществляется заказчиком на тендерной основе на основании данных опросного листа, составленного в рамках данного контракта. Электропривод регулирующих заслонок поставляется комплектно, его тип определяется производителем заслонок. Данным строительным проектом предусматривается место установки и подключения регулирующих заслонок.

Дренажный трубопровод узла регулирования подключается к дренажному коллектору насосного цеха.

Камера гашения ударной волны №1

Для надежной работы магистрального нефтепровода Ду700, согласно нормативным требованиям ВНТП 2-86, проектом предусматривается установка системы гашения ударной волны №1.

Оборудование указанной системы монтируется в помещении существующей операторной №1, примыкающее к насосному цеху (операторная №1 переносится в отдельное здание).

К установке принята система сглаживания волн давления производства фирмы GROVE, включающая три клапана сброса давления.

Система монтируется на байпасном трубопроводе приемной линии НПС. Байпасный трубопровод диаметром 530 мм оборудуется отсекающими задвижками, в качестве которых приняты шиберные задвижки (20", class 300) с электроприводами типа DREHMO-Matic во взрывозащищенном исполнении.

На трубопроводах подключения к клапанам системы сглаживания волн давления предусматриваются ручные задвижки со стороны напорного трубопровода (ДуЗОО, PN40) и со стороны сбросного трубопровода (ДуЗОО, PN16).

Для обслуживания задвижек предусмотрены металлические площадки.

Проектируемый сбросной трубопровод диаметром 530 мм подключается к двум существующим резервуарам вместимостью 200 м3.

Для опорожнения трубопроводов ССВД при ремонте предусмотрен дренажный трубопровод, подключаемый к дренажному коллектору насосного цеха.

Монтажно-демонтажные работы по установке оборудования в помещении камеры гашения ударной волны производятся при помощи передвижных грузоподъемных механизмов, так как состояние строительных конструкций не позволяет установить стационарный грузоподъемный механизм.

Площадка фильтров-грязеуловителей №1

Учитывая длительный срок эксплуатации, физический износ, а также несоответствие пропускной способности существующих фильтров-грязеуловителей увеличенному в результате реконструкции насосного цеха №1 объему перекачки, предусматривается реконструкция площадки фильтров-грязеуловителей.

К монтажу предлагаются два фильтра (рабочий и резервный), характеризующихся следующими параметрами - Ду патрубков 500, PN 40.

В состав поставки фильтров входят стационарные опорные конструкции с передвижными ложементами, облегчающие операцию извлечения и демонтажа из корпуса фильтра фильтрующих элементов.

Обвязочные трубопроводы фильтров оборудуются шиберными задвижками фирмы GROVE (20", class 300) с электроприводами типа DREHMO-Matic во взрывозащищенном исполнении.

Для обслуживания трубопроводной арматуры предусматриваются металлические площадки.

Дренаж фильтров-грязеуловителей предусматривается по общей системе дренажа в проектируемую подземную дренажную емкость ЕП-12,5.

Емкость дренажная

По согласованию с Заказчиком принята следующая схема дренажа технологического оборудования комплекса сооружений насосной № 1:

- отвод утечек и дренаж оборудования в подземную дренажную емкость;

- откачка нефти из дренажной емкости в резервуары вместимостью 200 м3;

- дальнейшая откачка нефти из резервуаров вместимостью 200м3 высоконапорными насосами на всасывание магистральных насосов насосного цеха №2 (существующая схема работы).

Учитывая фактическое неудовлетворительное состояние существующей емкости предлагается ее демонтаж и организация новой площадки дренажной емкости.

К установке предложена подземная горизонтальная дренажная емкость СГУ-12,5, вместимостью 12,5 м3 (поставка ОАО "Красный Октябрь").

Емкость оборудуется погружным насосом 12НА-9х4 производительностью 80 м3/час, напором 43 м с электродвигателем N=15 кВт.

Технологические трубопроводы

Прокладка технологических трубопроводов принята, в основном, подземной с покрытием антикоррозионной изоляцией усиленного типа на основе битумной мастики и полимерных лент.

Надземные участки трубопроводов и арматуры окрашиваются алкидно-уретановой эмалью по грунтовке ГФ-021.

Диаметры трубопроводов определены гидравлическим расчетом.

К монтажу приняты электросварные трубы по ТУ У 322-8-10-95, ТУ 14-3-377-99

Основные технологические трубопроводы, согласно СНиП 2.05.06-85, классифицируются как магистральные трубопроводы I категории. Для них, согласно нормативным требованиям, предусматривается 100% контроль сварных стыков неразрушающими методами.

Вспомогательные трубопроводы относятся к технологическим трубопроводам группы Бб и Бв, III категории.

Контроль сварных стыков указанных трубопроводов предусмотрен в объеме 2%.

Схема технологических трубопроводов см. прилагаемый чертеж. Следует отметить, что установка задвижек, отсекающих НПС от линейной части трубопровода, выполняются отдельным проектом, предусматривающим реконструкцию узлов пропуска очистных устройств средств диагностики.

Расчет толщины стенки трубопроводов

В данном разделе представлен поверочный расчет толщин стенок трубопроводов, предусмотренных проектом.

К монтажу приняты трубы стальные электросварные прямошовные:

- 053Ох 8 - 12Г2С ТУ У 322-8-10-95 ;

- 0426х 8-К42 ТУ 14-3-377-99.

1. Согласно ТУ У 322-8-10-95 (таблица 5) величина гарантированного заводом испытательного давления без учета осевого подпора для трубы 053Ох 8 -12Г2С составляет:

Рисп.зав1 = 9,0 МПа (92 кгс/см2)

2. Согласно ТУ 14-3-377-99 величина заводского испытательного давления определяется в соответствии ГОСТ 3845-75 (при условии равенства допускаемого напряжения величине 0,95 от нормативного значения предела текучести) по формуле:

кгс/см2 (1.3)

где: R -допустимое напряжение в стенке трубы, кгс/мм2;

Smin - минимальная (с учетом минусового допуска) толщина стенки трубы, мм;

Dp - расчетный диаметр трубы, определяемый как Dp=DHap - Smjn.

Исходные данные и результаты расчета заводского испытательного давления представлены в таблице 2.3.[5]

Таблица 1.3 Расчет испытательного давления

Номинальный диаметр трубы, мм	Толщина стенки, мм	Минусовый допуск, мм	Предел текучести, кгс/мм2	Минимальная толщина стенки, мм	Допустимое напряжение, кгс/мм2	Расчетный диаметр, мм	Величина испытательного давления, кгс/см2
0426х 8	8	0,8	25	7,2	23,75	418,8	81,66

Рисп.зав2 =8,0 МПа (81,66 КГС/СМ2)

3. Величина испытательного давления проектируемых магистральных нефтепроводов определяется согласно ВНТП 2-86, СНиП III-42-80 и ВСН 011-88.

Напорный коллектор магистральной насосной

Рраб = 4,9 МПа

Рисп.расч. = 1,5Рраб =7,35 МПа

Проверяем выполнение требования п.3.50 ВНТП 2-86:

Рисп.расч = Рраб + 0,5 Н70% = 4,9 + 0,5 * 2,22 = 6,0 МПа

Всасывающий коллектор магистральной насосной

Рраб =2,85 МПа

Рисп.расч. = 1,5Рраб =4,3 МПа

4. Сравнение расчетных значений давления испытания с испытательным давлением гарантированным заводом позволят сделать вывод о соответствии выбранных труб нормативным требованиям [4].

1.3 Конструктивные и архитектурно строительные решения

1.3.1 Общие положения

Архитектурно - строительной частью строительного проекта предусматривается реконструкция существующих зданий и сооружений НПС "Туров", входящий в состав комплекса сооружений насосного цеха №1.

Строительным проектом предусматривается реконструкция насосного цеха№1, камеры гашения ударной волны №1, площадки фильтров-грязеуловителей, операторной и ЩСУ, а также строительство нового узла регулирования давления, дренажной емкости. Согласно СНБ 2.04.02-2000 "Строительная климатология" район строительства относится к ИВ климатическому району с расчетной температурой наиболее холодной пятидневки минус 22°С;

Нормативная глубина промерзания грунта до 1,15 м (по данным материалов инженерно-геологических изысканий).

В соответствии с изменением №1 к СНиП 2.01.07-85 "Нагрузки и воздействия": [13]

- нормативное значение веса снегового покрова для ll-го района - 0,8 кПа;

- нормативное значение ветрового давления для 1-го района - 0,23 кПа;

Согласно СНиП 11-7-81* "Строительство в сейсмических районах" район строительства находится вне зоны сейсмической активности [14].

По данным материалов инженерно-геологических изысканий основанием проектируемых сооружений служат грунты:

- при глубине залегания фундаментов до 1.5 м - насыпные грунты ИГЭ-1 с нормативным удельным весом Yn = 17,3 кН/м3; R0 =100 кПа;

- при глубине залегания фундаментов свыше 2,2 м - песок средний средней прочности ИГЭ-3 , обладающий следующими характеристиками:

Р|| =20,5 кН/м3 ; Ф|| = 37°; С || =2,0 кПа; Е = 42МПа; R0 =210 кПа.

Учитывая слабую несущую способность грунтов ИГЭ-1, при выполнении фундаментов неглубокого заложения грунт основания уплотняется на глубину не менее 1,0 м.

Грунтовые воды вскрыты повсеместно на глубине 1,8-2,4 м (абсолютные отметки 125,15-125,60).

Максимальный прогнозируемый уровень грунтовых вод следует ожидать на 1,0 м выше зафиксированного.

Грунтовые воды неагрессивны к бетону любой проницаемости.

1.3.2 0бъемно планировочные и конструктивные решение

Насосный цех №1

Существующее каркасно-панельное здание размером в плане 12x42 м.

Насосный зал размером в плане 12x36 м имеет высоту до 8 м., примыкающая к нему операторная размером 12x12 м, имеет высоту 6м.

К зданию со стороны насосного цеха пристроено кирпичное помещение маслосистемы с заглубленным приямком.

Проектом предусматривается установка технологического оборудования под навесом. Существующие стены и плиты покрытия насосного цеха, фахверковая колонна с фундаментом демонтируются, по существующим стропильным балкам в покрытии устанавливаются металлические прогоны из прокатных профилей, к которым с помощью самонарезающих винтов крепятся профилированные листы покрытия.

Насосное оборудование устанавливается на существующие фундаменты с помощью переходных металлических рам, которые после установки оборудования заливаются бетоном кл. С25/30 на мелком заполнителе.

Выполняется реконструкция существующих подпольных каналов и устройство новых. Все каналы после монтажа и прокладки в них технологических трубопроводов засыпаются песком, закрываются листами из рифленой стали и укрываются искронедающими резиновими ковриками.

Опоры под технологические трубы и задвижки выполняются из бетона и металлических элементов,

Существующие полы в насосном зале демонтируются и устраиваются новые с уклоном в сторону приямков, служащих для сбора случайных дождевых вод.

По периметру зала устраивается бордюр высотой 290 мм из монолитного бетона.

Существующее помещение маслосистемы демонтируется, оборудование маслосистемы монтируется в новом приямке глубиной 1,8 м, расположенном под навесом насосного цеха.

Приямок выполняется из монолитного железобетона и ограждается по периметру металлическим ограждением. Для спуска в него предусматриваются монолитные железобетонные лестницы, выполняемые по грунту.

Над насосами маслосистемы, которые устанавливаются на бетонные монолитные фундаменты, предусматривается устройство навесов из металлического листа толщиной 4мм со слоем утеплителя [7].

Камера гашения ударной волны №1

Для устройства камеры гашения ударной волны №1 выполняется полная перепланировка существующих помещений операторной, калориферной, трансформаторной и щитовой.

Существующее здание (размеры в плане 12x12 м, высота 6 м) - каркасного типа с обшивкой стен трехслойными асбестоцементными панелями с утеплителем и с устройством по фасаду кирпичной кладки толщиной 120 мм. Колонны и несущие балки покрытия - сборные железобетонные, перекрытие -ребристое.

При перепланировке помещений в проекте выполняются:

- камера гашения ударной волны;

- индивидуальный тепловой пункт;

- санузел с тамбуром и коридором;

- подсобное помещение.

При этом выполняется частичный демонтаж существующих кирпичных стен и выполнение новых, замена оконных и дверных блоков.

Под новые внутренние стены выполняются фундаменты. Существующие подземные каналы засыпаются песком.

Существующая стена между насосным цехом и камерой гашения ударной волны толщиной 250 мм утепляется с помощью пенополистирольных плит ПСБ-С-50 по ГОСТ 15588-86.

В наружных стенах устраиваются новые дверные проемы.

Подвесной потолок в помещении существующей операторной демонтируется. Покрытие над камерой гашения ударной волны выполняется легкосбрасываемым.

Фундаменты и опоры под оборудование в камере гашения ударной волны выполняются монолитными бетонными и железобетонными.

При реконструкции помещений выполняются новые полы:

- в камере гашения ударной волны - мозаичное покрытие на щебне известняковых пород, исключающем искрообразование;

- в тепловом пункте, тамбуре, коридоре и санузле - керамическая плитка типа "ГРЭС" производства Республики Беларусь;

- в подсобном помещении - мозаичное покрытие.

Конструкция полов принята с учетом возможного капиллярного подъема грунтовых вод, в связи с чем выполнена их гидроизоляция.

Отделка стен и перегородок выполняется во всех помещениях с помощью водоэмульсионной окраски, в санузле на высоту 1,5 метра от пола - керамическая плитка производства Республики Беларусь.

Потолки окрашиваются водоэмульсионными красками, в тамбуре, коридоре и туалете - подвесные потолки с металлическим каркасом.

Оконные и дверные блоки приняты согласно СТБ 1108-98 и СТБ 939-93.

Степень огнестойкости здания - II

Площадь застройки -157,9 м2.

Емкость дренажная ЕП-12,5

Дренажная емкость представляет собой подземный металлический цилиндрический горизонтальный резервуар, который устанавливается на бетонный фундамент.

На поверхности земли над дренажной емкостью устраивается бетонная площадка размером в плане 5,0x3,0 м, огражденная по периметру бетонным бортиком высотой 200 мм и оборудованная приямком для сбора утечек и дождевых вод, который перекрывается листом из просечно-вытяжной стали.

Площадка армируется противоусадочной арматурой диаметром 5 S500 (Bp-I) шагом 150x150 мм.

Узел регулирования давления №1

Узел регулирования давления располагается под навесом насосного цеха №1, оборудуется бетонными и железобетонными опорами под технологическое оборудование, металлическими площадками для обслуживания оборудования с

лестницами и ограждениями из прокатных профилей.

Площадка фильтров-грязеуловителей

Площадка фильтров-грязеуловителей с размерами в плане 9,0x11,0 м выполняется из монолитного бетона и армируется противоусадочной арматурой. По периметру площадка ограждена бортиком высотой 200 мм. На площадке устраиваются монолитные бетонные опоры под технологическое оборудование, металлические площадки для обслуживания задвижек.

Площадки имеют металлическое ограждение и лестницы для подъема и спуска. Для сбора дождевых вод на площадке устраивается приямок размером 700x700x700(h), который перекрывается листом из просечно вытяжной стали.

Пол площадки имеет уклон в сторону приямка.

Операторная и ЩСУ

Выполняется реконструкция существующего одноэтажного здания компрессорной насосной №1 с размерами в плане 6x23.74 м.

В существующем здании ограждающие стены выполнены из кирпича толщиной 38 см, покрытие из сборных железобетонных ребристых плит, кровля рулонная. Полы - из керамической плитки.

При реконструкции здания выполняется перепланировка помещений с выделением следующих помещений: дизельная электростанция (помещение и установка дизельной электростанции выполнено ранее при реконструкции насосной №2), операторная, щитовая, подсобное помещение, индивидуальный тепловой пункт (ИТП) и тамбур. Для этого предусмотрено выполнение новых внутренних кирпичных стен толщиной 250 мм и фундаментов под них.

В проекте предусматривается утепление наружных стен с устройством теплоизоляционного слоя из минераловатных плит плотностью 50 кг/м3 и защитной стенки по фасаду из лицевого кирпича производства Республики Беларусь. В наружных стенах выполняются отверстия и установка жалюзийных решеток.

Существующая рулонная кровля здания демонтируется и устраивается стропильная кровля из деревянных элементов с покрытием из металлочерепицы производства КП "Металл-профиль" (Республика Беларусь). По существующим железобетонным плитам покрытия выполняется утепление минераловатными плитами ППЖ по ГОСТ 22950-95 с устройством над ними цементно-песчаной армированной стяжки.

В помещении операторной и щитовой устраиваются монолитные железобетонные подпольные каналы с покрытием съемными щитами из рифленой стали. В помещении щитовой щиты укрываются искронедающими резиновыми ковриками.

При реконструкции старые полы в помещениях ИТП, щитовой, тамбуре и подсобном помещении демонтируются и выполняются новые из керамической плитки типа "ГРЭС" производства Республики Беларусь. В помещении операторной устраивается двойной фальшпол из плит и стоек марки Linder

Конструкция полов принята с учетом капиллярного подъема грунтовых вод, в связи с чем выполнена их гидроизоляция.

Отделка стен и перегородок выполняется во всех помещениях с помощью водоэмульсионной окраски

Потолки окрашиваются водоэмульсионными красками, в тамбуре, операторной и щитовой - подвесные потолки типа "Armstrong".

Оконные и дверные блоки приняты согласно СТБ 1108-98 и СТБ 939-93. Степень огнестойкости здания - II Класс ответственности здания -II Технико-экономические показатели:

- Общая площадь - 128,9 м2;

- Площадь застройки -171,8 м2;

- Строительный объем - 879,2 м3 [7].

1.3.3 Фундаменты под основное оборудование

Конструктивные особенности

Фундаменты под оборудование с динамическими нагрузками работают в более сложных условиях, чем фундаменты зданий. Это объясняется следующими причинами:

– большими динамическими нагрузками;

– вибрацией, возникающей даже при незначительных нарушениях центровки валов или смещении оборудования относительно осей фундамента.

Поэтому фундаменты машин с динамическими нагрузками должны удовлетворять условиям прочности, устойчивости, а также требованиям охраны труда с точки зрения предельно допустимых вибраций для обслуживающего персонала.

Колебания фундаментов не должны оказывать вредного влияния на технологические процессы, оборудование и приборы, расположенные на фундаменте или вне его, а также находящиеся вблизи конструкций зданий и сооружений.

Фундаменты машин с динамическими нагрузками, как правило, должны отделяться от смежных фундаментов здания, сооружения и оборудования сквозным швом. Расстояние между боковыми гранями фундаментов машин и смежных фундаментов конструкций должны быть не менее 100 мм.

Размеры и форму верхней части фундамента машины следует назначать в соответствии с результатами расчетов, выполняемых при проектировании фундаментов, с учетом требований, предъявляемых заводом - поставщиком оборудования. При этом необходимо предусматривать наиболее простые формы фундамента. Подошву фундаментов машин следует предусматривать, как правило, прямоугольной формы в плане и располагать на одной отметке.

В практике сооружения насосных и компрессорных станций применяют следующие типы фундаментов под перекачивающие агрегаты НС, КС, и нефтебаз: массивные, рамные и свайные. В свою очередь, массивные фундаменты могут быть монолитные и сборно-монолитные.

В общем случае выбор типа фундамента под то или иное оборудование зависит от конструктивных особенностей оборудования, высотной отметки расположения перекачивающего агрегата, прочности грунтов основания и т.д.

Массивные фундаменты имеют форму близкую к параллелепипеду. Размеры фундамента в плане зависят от конфигурации и размеров основания перекачивающего агрегатов.

Массивные фундаменты широко применяются на НС и КС под насосы и газоперекачивающие агрегаты с нулевой отметкой или с незначительным ее превышением.

К достоинствам таких фундаментов следует отнести:

– высокую несущую способность;

– высокую демпфирующую способность, т.е. хорошее гашение колебаний.

Недостатками таких фундаментов являются:

– большая трудоемкость их изготовления (значительные бетонные и земляные работы).

Рамные фундаменты представляют собой конструкцию, состоящую из фундаментной плиты, стоек и опорной рамы, на которую устанавливают перекачивающие агрегаты.

Учитывая большую трудоемкость изготовления таких фундаментов, в настоящее время их изготавливают из сборного железобетона. В этом случае установка и закрепление железобетонных стоек осуществляется в углублениях (колодцах) путем их замоноличивания. Сборная железобетонная рама устанавливается на стойки.

Применение свайных фундаментов под насосные агрегаты позволяет почти полностью исключить земляные работы, сократить объем бетона, снизить трудоемкость и уменьшить сроки выполнения работ нулевого цикла. Свайный фундамент состоит из системы забивных или буронабивных свай. В качестве забивных применяют железобетонные сваи или сваи из труб. На головы забивных или буронабивных свай монтируют на одинаковых высотных отметках специальные стальные оголовки. Для монтажа насосных агрегатов на оголовках свай устанавливают специальную раму из стального проката [11].

Требования предъявляемые к фундаментам

Глубину заложения фундаментов машин следует назначать в зависимости от:

а) конструкции фундамента, глубины заложения расположенных рядом с фундаментом каналов, приямков, фундаментов зданий, установок и др.;

б) инженерно-геологических условий строительной площадки, места сооружения фундамента (вне или внутри здания).

Высоту фундаментов машин следует назначать минимальной по условиям размещения в них технологических выемок и шахт, а также надежной заделки фундаментных болтов с учетом следующих требований:

а) расстояние от нижних концов наиболее глубоко заделанных болтов до подошвы фундамента должно быть не менее 100 мм;

б) толщина нижней плиты монолитных фундаментов принимается в консольных частях по расчету в зависимости от вылета консоли, но не менее 0,4 м, под замкнутыми углублениями - не менее 0,2 м.

Для крепления машин следует применять фундаментные болты:

– глухие изогнутые и с анкерной плитой, устанавливаемые непосредственно в массив фундамента или в колодцы, заранее предусмотренные при бетонировании фундамента;

– съемные, устанавливаемые в массив фундамента с изолирующей трубой;

– глухие и съемные прямые и с коническим концом, устанавливаемые в готовые фундаменты в просверленные скважины.

При ударной нагрузке, а так же при высоких уровнях динамической нагрузки, требующей установки болтов диаметром не менее 42 мм, следует применять съемные фундаментные болты с изолирующей трубой.

Если нагрузки не могу быть точно определены , глубину заделки фундаментных болтов в бетон следует принимать равной 15 диаметрам болта - для болтов с анкерной плитой и 20 диаметрам - для болтов с отгибом, при этом длина болтов должна быть не более 1,5 м.

Армирование фундаментов следует предусматривать в соответствии с требованиями СНиП по проектированию бетонных и железобетонных конструкций с учетом дополнительных требований

Методика расчета фундаментов под оборудование

Расчет фундаментов машин и их оснований включает:

– проверку среднего статистического давления на грунт Рср для фундаментов на естественном основании;

– определение амплитуд колебаний фундаментов А или отдельных их компонентов;

– расчет прочности элементов конструкции фундаментов. [11]

Расчет фундаментов на статические нагрузки

Среднее статическое давление под подошвой фундамента на естественном основании р для всех типов машин должно удовлетворять условию

р  с0 с1 R, (1.4)

где: р - среднее статистическое давление под подошвой фундамента;

с0- коэффициент условий работы, учитывающий характер динамических нагрузок и ответственность машин, принимаемый для машин с вращающимися частями с0=0,8;

с1 - коэффициент условий работы грунтов основания, принимаемый для мелких и пылеватых водонасыщенных песков и пылевато-глинистых грунтов текучей консистенции равным 0,7 (при проектировании фундаментов с массой падающих частей более 10 т значение коэффициента с1=0,7 принимается также для маловлажных и влажных мелких и пылеватых песков и водонасыщенных песков средней крупности и крупных); для всех остальных видов и состояний грунтов с1=1;

R - расчетное сопротивление грунта основания, определяемое в соответствии с требованиями СНиП 2.02.01-83.

При центральном приложении нагрузки величина Рср будет одинаковой в любой точке подошвы фундамента.

(1.5)

где: NА, NФ, NГ - соответственно расчетный вес перекачивающего агрегата, фундамента и грунта на выступах фундамента;

F - площадь опирания фундамента.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 1.3. Схема приложения нагрузки

 (1.6)

где: W - момент сопротивления площади подошвы фундамента;

М - изгибающий момент силы относительно центра тяжести подошвы фундамента.

; , (1.7)

где: a, b - соответственно ширина и длина фундамента.

В этом случае условие для статического давления следует проверять по следующему выражению:

(1.8)

Во всех случаях размеры подошвы фундаментов под перекачивающие агрегаты предварительно назначают исходя из габаритов агрегатов в горизонтальной плоскости.

Расчетное давление на грунт основания R определяется двумя способами:

1) По результатам непосредственных измерений;

2) По результатам расчетов

При расчете деформаций основания среднее давление под подошвой фундамента p не должно превышать расчетного сопротивления грунта основания R, кПа (тс/м2), определяемого по формуле

(1.9)

где: с1 и с2 - коэффициенты, условий работы основания, зависящий от типа грунта; принимаемые по табл. 3[12];

k - коэффициент, принимаемый равным: k1=1, если прочностные характеристики грунта ( и с) определены непосредственными испытаниями, и k1=1,1, если они приняты по табл. 1-3 рекомендуемого приложения 1[12] ;

М , Мq , Mc - коэффициенты, принимаемые [12];

kz - коэффициент, принимаемый равным:

при b 10 м - kz=1, при b 10 м - kz=z0 /b+0,2 (здесь z0=8 м);

b - ширина подошвы фундамента, м;

II - осредненное расчетное значение удельного веса грунтов, залегающих ниже подошвы фундамента (при наличии подземных вод определяется с учетом взвешивающего действия воды), кН/м3 (тс/м3);

'II - то же, залегающих выше подошвы;

сII - расчетное значение удельного сцепления грунта, залегающего непосредственно под подошвой фундамента, кПа (тс/м2);

d1 - глубина заложения фундаментов бесподвальных сооружений от уровня планировки или приведенная глубина заложения наружных и внутренних фундаментов от пола подвала, определяемая по формуле

(1.10)

где: hs - толщина слоя грунта выше подошвы фундамента со стороны подвала, м;

hcf - толщина конструкции пола подвала, м;

cf - расчетное значение удельного веса конструкции пола подвала, кН/м3 (тс/м3);

db - глубина подвала - расстояние от уровня планировки до пола подвала, м (для сооружений с подвалом шириной B 20 м и глубиной свыше 2 м принимается db = 2 м, при ширине подвала B 20 м - db = 0). Для перекачивающих агрегатов db = 0.

Расчета фундамента насоса НМ2500-230

Необходимо произвести проверочный расчет фундамента под насос НМ2500-230 с электродвигателем 4АЗМВ-4000 на статическую нагрузку.

Для массивных и стенчатых фундаментов машин с вращающимися частями с частотой вращения более 1000 об/мин расчет колебаний допускается не производить.

Таблица 1.4 Габаритные размеры фундаментов

Габаритный размер, м	фундамента
	насоса	электродвигателя
Длина - с	2,45	3,21
Ширина - b	1,75	2,05
Высота - h	2,1	2,28
Глубина - d	2,0	2,0

Масса насоса с рамой - Мн = 6660 кг = 0,0666 МН;

Масса электродвигателя с рамой Мэ = 13700 = 0,137 МН.

Масса фундамента под насосом Мф.н. = 20286 кг = 0,20286 МН.

Масса фундамента под электродвигателем Мф.э. = 33654 = 0,33654 МН.

По данным материалов инженерно-геологических изысканий основанием проектируемых сооружений служат грунты:

– песок мелкий и пылеватый ИГЭ-2 с нормативными характеристиками:

=1,65т/м3; коэффициент пористости 0,68;

– супесь моренная пластичная с включением гальки и гравия, обладающая следующими характеристиками:

II = 2,19 г/см3; II = 29; С II =0,0103 МПа; Е=40 МПа.

В основании заглубленных сооружений залегает песок мелкий, прочный с характеристиками:

II = 1,83 г/см3; II = 30; С II =0,0052 МПа; Е=21МПа.

Коэфициенты определяем на основании рекомендаций [12]:

с1 = 1,3; с2 = 1,3; М = 1,15; Мq = 5,59; Mc = 7,95.

Определим удельный вес грунта несущего слоя и грунта залегающего выше подошвы фундамента:

Определим значения расчетного сопротивления грунта основания:

Найдем максимальное и минимальное краевые значения давления под подошвой фундамента при внецентровом нагружении:

Вывод: условие выполняется, следовательно, фундамент данной конструкции соответствует требованиям СНиП 2.02.05-87, СНиП 2.02.01-83 и обеспечит надежную работу агрегата [11],[12].

...